Ножовская группа нефтяных месторождений находится на юге Пермского края. Основными осложняющими факторами при разработке этих месторождений являются низкая проницаемость продуктивных пластов, низкие пластовые температуры, высокая обводненность скважинной продукции, высоковязкая нефть с высоким содержанием парафинов, серы и неуглеводородных компонентов. Анализ осложненного фонда скважин, составляющего 67 % действующего фонда, показывает, что основными причинами осложнений являются асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) и высоковязкие водонефтяные эмульсии, которые влекут за собой преждевременный выход из строя глубинно-насосного оборудования, снижение продуктивности скважин, сокращение межочистного и межремонтного периодов. В статье проведен анализ охвата осложненного АСПО фонда скважин используемыми на практике технологиями, предупреждающими образование отложений. Эффективным методом предупреждения образования АСПО является дозирование ингибиторов парафиноотложений на забой скважины. Результатами исследований проб нефти и АСПО Ножовской группы месторождений установлено, что нефть является тяжелой, высоковязкой. АСПО относится к асфальтеновому типу. Оценка эффективности применения ингибиторов проводилась с использованием статистических критериев принятия решений. По результатам проведенного анализа выявлено, что эффективными ингибиторами АСПО на месторождениях Ножовской группы являются различные составы марки СНПХ. К недостаткам применяемой технологии следует отнести отсутствие универсального ингибитора АСПО для нефти Ножовской группы месторождений, высокий удельный расход ингибиторов, постоянно изменяющиеся свойства добываемой жидкости, которые требуют постоянной корректировки использующихся ингибиторов. С целью снижения затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразными являются подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в призабойной зоне пласта.